Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Саркуз" Горьковской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Удмуртской Республики. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Саркуз" Горьковской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Удмуртской Республики

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 3822 от 22.07.11 п.35
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 43295
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск АУВП.411711.043.ЭД.ИЭ
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Саркуз" Горьковской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Удмуртской Республики (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

• периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

• хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

• передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

• предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

• обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

• диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1 -ый уровень - измерительные трансформаторы тока и напряжения и счетчики активной и реактивной электроэнергии, шлюзы коммуникационные ШК-1, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, образующие 11 измерительный канал системы по количеству точек учета электроэнергии;

2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучёта, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД RTU-327, Госреестр № 19495-03, зав. № 000764), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК, и содержит Комплекс измерительновычислительный для учета электрической энергии "Альфа-Центр" (Госреестр №20481-00), который решает задачи коммерческого многотарифного учета расхода и прихода

Лист № 2

Всего листов 11 электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов;

3-ий уровень - измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора данных АИИС КУЭ (далее - ИВК), реализованный на базе Комплекса измерительно-вычислительного для учета электроэнергии "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" (Госреестр № 35052-07), серверного оборудования (серверов сбора данных - основного и резервного, сервера управления), включающий в себя каналы сбора данных с уровня регионального Центра энергоучёта, каналы передачи данных субъектам ОРЭ.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД уровня ИВК регионального Центра энергоучета, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа 35LVS (35HVS). Устройство синхронизации системного времени УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию времени сервера, при превышении порога ± 1с происходит коррекция времени сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция при превышении ± 1с. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков при превышении порога более чем на ±2 с. Взаимодействие между уровнями АИИС осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Точность хода часов счетчика согласно описанию типа ± 0,5 с, с учетом температурной составляющей ± 1,5 с. Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

Уровень регионального Центра энергоучета содержит Комплекс измерительновычислительный для учета электрической энергии "Альфа-Центр", включающий в себя программное обеспечение "Альфа-Центр АРМ", "Альфа-Центр СУБД "Oracle", "Альфа-Центр Коммуникатор". ИВК "Альфа-Центр" решает задачи коммерческого многотарифного учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов.

Уровень ИВК Центра сбора данных содержит Комплекс измерительновычислительный для учета электроэнергии "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА", включающий в себя программное обеспечение ПК "Энергия Альфа 2". ИВК "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" решает задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.

Таблица 1. - Сведения о программном обеспечении.

Наименование

ПО

Идентификационно е наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм цифрового идентифик атора ПО

"Альфа-Центр"

"Альфа-Центр АРМ"

4

a65bae8d7150931 f811cfbc6e4c7189 d

MD5

"Альфа-Центр"

"Альфа-Центр СУБД "Oracle"

9

bb640e93f359bab 15a02979e24d5ed 48

MD5

"Альфа-Центр"

"Альфа-Центр Коммуникатор"

3

3ef7fb23cf160f56 6021bf19264ca8d 6

MD5

"ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА"

ПК      "Энергия

Альфа 2"

2.0.0.2

17e63d59939159e f304b8ff63121df6 0

MD5

• Комплекс измерительно-вычислительный для учета электрической энергии "Альфа-Центр", включающий в себя ПО, внесен в Госреестр СИ РФ под № 20481-00;

• Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;

• Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов;

• Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Уровень ИВК АИИС КУЭ реализован на базе устройства сбора и передачи данных УСПД RTU-327 (Госреестр № 19495-03, зав. № 000764) и Комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии "Альфа-Центр" (Госреестр № 20481-00).

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

№ ИК

Диспетчерское наименование точки учёта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии

1

2

3

4

5

6

ТП "Саркуз"

1

ВЛ "Вятские поляны" 220кВ точка измерения № 1

ТГФМ-220П*

класс точности 0,2S Ктт=600/1

Зав. № 1069; 1070; 1071

НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000/^3/100/^3 Зав. № 1575; 1576; 1577

A1802-RALQ-P4GB-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01207707

активная реактивная

2

ВЛ "Сюга" 220кВ точка измерения №2

ТГФМ-220П*

класс точности 0,2S Ктт=600/1

Зав. № 1073; 1072; 1074

НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000/^3/100/^3 Зав. № 1579; 1611; 1612

A1802-RALQ-P4GB-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01207696

активная реактивная

3

АТ-1 - 220кВ точка измерения №3

ТГФМ-220П*

класс точности 0,2S Ктт=300/1

Зав. № 1129; 1130; 1131

НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000/^3/100/^3 Зав. № 1575; 1576; 1577

A1802-RALQ-P4GB-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01207697

активная реактивная

4

АТ-2 - 220кВ точка измерения №4

ТГФМ-220П*

класс точности 0,2S Ктт=300/1

Зав. № 1132; 1133; 1134

НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000/^3/100/^3 Зав. № 1579; 1611; 1612

A1802-RALQ-P4GB-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01207693

активная реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

5

Т-1 -110кВ точка измерения №5

ТГФМ-110П*

класс точности 0,2S Ктт=200/1 Зав. № 4964; 4965; 4966

НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 4753; 4760; 4761

A1802-RALQ-P4GB-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01207694

активная реактивная

6

ВЛ "Кинзер-1" -110кВ точка измерения №6

ТГФМ-110П*

класс точности 0,2S Ктт=200/1 Зав. № 4958; 4959; 4960

НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 4753; 4760; 4761

A1802-RALQ-P4GB-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01207699

активная реактивная

7

ВЛ "Кинзер-2" -110кВ точка измерения №7

ТГФМ-110П*

класс точности 0,2S Ктт=200/1 Зав. № 4961; 4962; 4963

НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 4766; 4769; 4774

A1802-RALQ-P4GB-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01207711

активная реактивная

8

Т-2 - 110кВ точка измерения №8

ТГФМ-110П*

класс точности 0,2S Ктт=200/1 Зав. № 4967; 4968; 4969

НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 4766; 4769; 4774

A1802-RALQ-P4GB-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01207708

активная реактивная

9

Обходной выключатель- 110кВ точка измерения №9

ТГФМ-110П*

класс точности 0,2S Ктт=300/1 Зав. № 4955; 4956; 4957

НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 4753; 4760; 4761

A1802-RALQ-P4GB-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01207698

активная реактивная

10

АТ-2 - 110кВ точка измерения №10

ТГФМ-110П*

класс точности 0,2S Ктт=300/1 Зав. № 4952; 4953; 4954

НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 4766; 4769; 4774

A1802-RALQ-P4GB-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01207687

активная реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

11

АТ-1 - 110кВ точка измерения №11

ТГФМ-110П*

класс точности 0,2S Ктт=300/1 Зав. № 4949; 4950; 4951

НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 4753; 4760; 4761

A1802-RALQ-P4GB-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01207692

активная реактивная

Таблица 3. - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер ИК

диапазон тока

Доверительные границы относительной погрешности результата измерений активной электрической энергии при доверительной вероятности P=0,95:

Основная относительная погрешность ИК, (±6) %

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±6)%

cos ф = 1,0

cos ф = 0,87

cos ф = 0,8

cos ф = 1,0

cos ф = 0,87

cos ф = 0,8

1

2

3

4

5

6

7

8

1-11

0,01(0,02)1н < I1 < 0,051н1

1,0

1,1

1,1

1,2

1,2

1,3

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S)

0,051н < I1 < 0,21н1

0,6

0,7

0,8

0,8

0,9

1,0

0,21н1 < I1 < 1н1

0,5

0,6

0,6

0,7

0,8

0,8

1н1 < I1 < 1,21н1

0,5

0,6

0,6

0,7

0,8

0,8

Таблица 4. - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер ИК

диапазон тока

Доверительные границы относительной погрешности результата измерений реактивной энергии в рабочих условиях эксплуатации при доверительной вероятности P=0,95:

Основная относительная погрешность ИК, (±6)%

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±6)%

cos ф = 0,87(sin ф = 0,5)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,87(sin ф = 0,5)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

1

2

3

4

5

6

1-11

(ТТ 0,2S; ТН 0,2;

Сч 0,5

- ГОСТ Р 26035

83)

0,021н1 < I1 < 0,051н1

2,4

2,1

3,2

2,8

0,051н1 < I1 < 0,21н1

1,5

1,3

1,9

1,7

0,21н1 < I1 < 1н1

1,1

0,9

1,3

1,2

1н1 < I1 < 1,21н1

1,0

0,9

1,2

1,1

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

2. Нормальные условия эксплуатации :

Параметры сети:

• диапазон напряжения - (0,99 ^ 1,01)Un;

• диапазон силы тока - (0,01 ^ 1,2)1н;

• диапазон коэффициента мощности cos9 (миф) - 0,8 + 1,0(0,5 + 0,6);

• частота - (50 ± 0,15) Гц;

• температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков -от 18 °С до 25°С; ИВКЭ - от 10 °С до 30 °С; ИВК - от 10 °С до 30 °С;

• магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

3. Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

• параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ^ 1,1)Uhi; диапазон силы первичного тока - (0,01 + 1,2)1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 + 1,0(0,6 + 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;

• температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С.

Для счётчиков электроэнергии Альфа А1800:

• параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ^ 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 ^ 1,2)Ih2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,8 ^ 1,0(0,6); частота - (50 ± 0,4) Гц;

• температура окружающего воздуха - от 10 °С до 30 °С;

• магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

4. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83.

5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п.

5 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

• счетчик - среднее время наработки на отказ не менее 80000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;

• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.

Надежность системных решений:

• резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

• в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

J параметрирования;

•S пропадания напряжения;

J коррекция времени.

Защищенность применяемых компонентов:

• наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

• S счетчика;

• S промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• S испытательной коробки;

J УСПД.

• наличие защиты на программном уровне:

J пароль на счетчике;

J пароль на УСПД;

Лист № 9

Всего листов 11

J пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

• счетчиках (функция автоматизирована);

• УСПД (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - не менее 30 лет;

• ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Саркуз" Горьковской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Удмуртской Республики типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Кол-во, шт.

1

2

Трансформаторы тока ТГФМ-220П*

12

Трансформаторы тока ТГФМ-110П*

21

Трансформаторы напряжения НАМИ-220 УХЛ1

6

Трансформаторы напряжения антирезонансные НАМИ-110 УХЛ1

6

Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД типа RTU-300

1

Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800

11

Устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника

1

Сервер управления HP ML 360 G5

1

Сервер основной БД HP ML 570 G4

1

Сервер резервный БД HP ML 570 G4

1

Комплексы измерительно-вычислительные для учета электроэнергии "Альфа-Центр"

1

Комплексы измерительно-вычислительные для учета электроэнергии "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА"

1

Методика поверки

1

Формуляр

1

Инструкция по эксплуатации

1

Поверка

осуществляется по документу "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Саркуз" Горьковской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Удмуртской Республики. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в июне 2011 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";

• Альфа А1800 - по документу МП 2203-0042-2006 "Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки."

• УСПД RTU-300 - по документу "Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки";

• Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии "Альфа-Центр" - по документу "Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии "Альфа-Центр". Методика поверки", ДЯИМ.466453.06МП, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;

• Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" - по документу "ГСИ. Комплексы измерительновычислительные для учета электроэнергии "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА". Методика поверки" МП 420/446-2007, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ "Ростест-Москва" в 2007 г.;

• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе АУВП.411711.043.ЭД.ИЭ «Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО «Удмуртэнерго» Горьковской железной дороги».

Нормативные документы

1. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

2. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

Лист № 11

Всего листов 11

3. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

4. ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия

5. ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

6. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

7. АУВП.411711.043.ЭД.ИЭ «Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО «Удмуртэнерго» Горьковской железной дороги»

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание